Focus

Méthanisation : point de contexte sur la fin des contrats de cogénération et l’auto-consommation

 

Fin des mécanismes de soutien à la cogénération

En France, les producteurs de biogaz en cogénération bénéficient d'un outil économique incitatif puisque le tarif de rachat est réglementé et garanti pendant 20 ans. Cependant, les plus anciens méthaniseurs en France ont désormais près de 18 ans et certains sites approchent donc de la fin de leur contrat. Solagro a été missionné par GRDF afin d'étudier les suites à donner à ces contrats pour permettre une poursuite du fonctionnement des unités de méthanisation.

Les premières installations de méthanisation construites en France, valorisant leur biogaz par cogénération, bénéficient de tarifs d'achat de l'électricité datant de 2002. Initialement prévu pour une durée de 15 ans, le contrat d'achat est valable depuis 2017 pour 140 000 h (BG11 et BG16). Les premières unités vont donc rapidement arriver au bout de leur contrat d'achat.

Par ailleurs, un objectif de 40 TWh de capacité installée en biométhane injecté est prévu à fin 2030 par les opérateurs de réseaux, soit l'équivalent de 10% de la consommation française. Pour atteindre ces objectifs, une partie des installations arrivant en fin de contrat d'achat cogénération pourrait basculer en injection. Au-delà d'éventuelles conversions d'unités en cogénération vers le biométhane injecté, il existe également de multiples possibilités pour le producteur de pérenniser son installation et ainsi participer à la décarbonation de l'énergie en France.

 

Parmi les pistes, plusieurs options sont ainsi à l'étude :

  • passer en cogénération flexible pour produire de l'électricité en heure de pointe,
  • passer en injection biométhane pour optimiser l'efficacité énergétique,
  • mettre en place une station bioGNV, voire envisager des scénarios mixtes cogénération – injection ou cogénération - bioGNV

Pour chacun de ces scénarios, l'objectif est de calculer des tarifs cibles et les impacts en matière de gaz à effet de serre.

 

 

Unité optimisée : retour d'expérience

Dans un contexte d'envolée des prix de l'énergie, les exploitants d'unités de méthanisation cherchent à optimiser leur autoconsommation en électricité et biogaz pour gagner en indépendance vis-à-vis du marché électrique tout en maximisant la quantité de biométhane injectée.

Les agriculteurs et leurs constructeurs recourent donc de plus en plus à des solutions favorisant la sobriété énergétique, par exemple en sur-isolant les digesteurs pour maîtriser les besoins thermiques.

L'installation Castelmétha (35) a choisi cette pratique et son besoin total de chaleur est couvert par la chaleur récupérée sur les processus.

Le constructeur a conçu son installation de manière à récupérer la totalité de ce besoin tout au long des processus. La récupération de chaleur se fait ainsi  :

  • pour 130 MWh/an par un échangeur sur le biogaz en sortie de gazomètres
  • pour 165 MWh/an sur la compression du biogaz en amont de son épuration ;
  • pour 660 MWh/an sur le digestat avant transfert dans la cuve de stockage, par un échangeur tubulaire à contre-courant

 

La particularité de cette unité est son besoin quasiment nul en production externe de chaleur, et donc sa très faible autoconsommation de biométhane.